Faktasider Sokkeldirektoratet
Faktasider Sokkeldirektoratet
Faktasider Sokkeldirektoratet
sodir.no    English
sodir.no          English
21.12.2024 - 01:25
Tidspunkt for siste synkronisering med Sokkeldirektoratets interne systemer

30/9-12 A

Eksport: PDF ikon PDF

  • Generell informasjon
    Generell informasjon
    Attributt Verdi
    Brønnbane navn
    Offisielt navn på brønnbanen ihht Sokkeldirektoratets retningslinjer for betegnelse på brønner og brønnbaner.
    30/9-12 A
    Type
    Brønnbanetype. Lovlige verdier: EXPLORATION, DEVELOPMENT, OTHER (se 'Formål' for mer informasjon)
    EXPLORATION
    Formål
    Endelig klassifisering av brønnbanen.

    Lovlige verdier for letebrønnbaner: WILDCAT, APPRAISAL, WILDCAT-CCS, APPRAISAL-CCS.

    Lovlige verdier for utvinningsbrønnbaner:
    OBSERVATION, PRODUCTION, INJECTION, INJECTION-CCS, OBSERVATION-CCS.

    Lovlig verdier for andre brønnbaner:
    SOIL DRILLING (boring ifm trase og andre grunnundersøkelser som gjøres for å undersøke grunnforholdene i forkant av plassering av innretninger),
    SHALLOW GAS (undersøke grunn gass før første boring på lokasjon),
    PILOT (undersøke geologi og væskekontakter for plassering av hovedbrønnbanen),
    SCIENTIFIC (bores ihhtLov om vitenskapelige undersøkelser),
    STRATIGRAPHIC (bores ihht Petroleumsloven §2-1).
    APPRAISAL
    Status
    Status for brønnbanen. Lovlige verdier:

    BLOWOUT: Det har vært blowout i brønnen.
    CLOSED: Utvinningsbrønnbane som er stengt for produksjon/injeksjon i kortere eller lengre periode. Statusen er også brukt på ferdig borete brønnbaner, der månedlig produksjon/injeksjon ikke har blitt rapportert enda.
    DRILLING: Brønnen er i borefasen. Kan være i aktiv boring, logging, testing eller plugging.
    JUNKED: Boringen ble avsluttet pga tekniske problemer,
    P&A: For letebrønnbane: brønnbanen er plugget og forlatt, og kan ikke re-entres for videre bruk. For utvinningsbrønnbane: produksjon/injeksjon er avsluttet og brønnen er plugget. Brønnhodet er fjernet eller på annet vis gjort utilgjengelig for nye brønnoperasjoner.
    PLUGGED: Brønnbane som er plugget, men øvre deler av brønnbanen kan brukes til å bore nye sidesteg mot nye boremål.
    PRODUCING: Det ble produsert fra brønnbanen ved operatørens siste månedlige innrapportering til Sokkeldirektoratet.
    INJECTING: Det ble injisert i brønnbanen ved operatørens siste månedlige innrapportering til Sokkeldirektoratet.
    SUSPENDED: Brønnbane der boringen er midlertidig stoppet. Rettighetshaverne planlegger å fortsette boringen på et senere tidspunkt.
    WILL NEVER BE DRILLED: Brønnbane som er registrert med navn og WellID av Sokkeldirektoratet, men som av ulike årsaker ikke vil bli boret.
    SUSPENDED
    Faktakart i nytt vindu
    Hovedområde
    Navn på området på norsk koninentalsokkel hvor brønnbanen ligger. Lovlige verdier: BARENTS SEA, NORWEGIAN SEA, NORTH SEA.
    NORTH SEA
    Felt
    Navn på feltet som brønnbanen er relatert til.
    Funn
    Navn på funnet som brønnbanen er relatert til.
    Brønn navn
    Offisielt navn på brønnen som brønnbanen tilhører ihht Sokkeldirektoratets retningslinjer for betegnelse på brønner og brønnbaner.
    30/9-12
    Seismisk lokalisering
    Brønnbanens lokalisering (ved spud-posisjon) på seismiske linjer. SP: Skuddpunkt.
    NH 8831- ROW 143 & COLUMN 520
    Utvinningstillatelse
    Offisielt navn på utvinningstillatelsen som brønnbanen ble boret eller planlegges boret ut fra (brønnhodeposisjonen).
    Boreoperatør
    Navn på rettighetshaver som på vegne av den aktive utvinningstillatelsen (ved brønnhodeposisjon) starter boreoperasjonen. Dette tilsvarer vanligvis operatørselskapet for den aktuelle utvinningstillatelsen.
    Norsk Hydro Produksjon AS
    Boretillatelse
    Boretillatelsesnummer sammen med versjon av boretillatelsen som angitt i boretillatelsen gitt av Sokkeldirektoratet.
    683-L
    Boreinnretning
    Sokkeldirektoratets navn på innretningen som brønnbanen ble boret fra.
    Boredager
    Antall dager fra borestart til boreslutt.
    27
    Borestart
    Dato borekrona trengte gjennom jordskorpa. For sidesteg: Datoen ny formasjon blir boret, se også utboringsdyp.
    09.05.1991
    Boreslutt
    Letebrønner fra flyttbare innretninger:
    For flytende innretninger - dato når ankerhåndteringen startet.For oppjekkbare innretninger - dato for oppstart av nedjekking.
    Letebrønner fra faste innretninger og alle utvinningsbrønner:
    Dato for når totalt dyp er nådd og siste foringsrør, casing eller screen er satt. Ved umiddelbar plugging av brønnbanen, tilsvarer boreslutt datoen siste plugg er satt.
    04.06.1991
    Frigitt dato
    Dato for når rådata som er innrapportert til myndighetene fra brønnen ikke lenger er undergitt taushetsplikt. Normalt ca 2 år etter boreslutt. Kan være tidligere hvis arealet for utvinningstillatelsen er tilbakelevert.
    04.06.1993
    Publiseringsdato
    Dato kvalitetskontroll av informasjon om brønnbanen ble ferdig, slik at den kan publiseres på internett som en 'Well Data Summary Sheet brønnbane', dvs. med mer informasjon tilgjengelig enn for andre brønnbaner.
    29.06.2004
    Opprinnelig formål
    Formålet med brønnbanen definert før borestart.Lovlige verdier for letebrønnbaner: WILDCAT, APPRAISAL, WILDCAT-CCS, APPRAISAL-CCS. Eksempler på lovlige verdier for utvinningsbrønnbaner: OBSERVATION, PRODUCTION, INJECTION.
    APPRAISAL
    Gjenåpnet
    Status om brønnbanen er gjenåpnet (YES) eller ikke (NO). Når en teller antall brønnbaner på norsk sokkel, teller en bare de som ikke er gjenåpnet (NO).
    NO
    Innhold
    For letebrønnbaner, funn status.

    Lovlige verdier: DRY, SHOWS (spor av hydrokarboner), GAS, GAS/CONDENSATE, OIL eller OIL/GAS.
    SHOWS (GAS SHOWS, OIL SHOWS eller OIL/GAS SHOWS) er oppdaget som fluorescerende kutt (organisk ekstrakt), lukt av petroleum, eller synlig belegg på borekaks eller borekjerner, eller som økte gassavlesninger i slamloggerens detekteringsutstyr.
    Lovlige verdier for WILDCAT-CCS og APPRAISAL-CCS: WATER

    For utvinningsbrønnbaner, type produsert eller injisert fluid.
    Lovlige verdier: WATER, CUTTINGS, NOT AVAILABLE, OIL, GAS/CONDENSATE, OIL/GAS, CO2, GAS, WATER/GAS, NOT APPLICABLE.
    OIL
    Funnbrønnbane
    Indikator som forteller om brønnbanen påviste et nytt funn. Lovlige verdier: YES, NO. For brønnbaner der resultatet ikke er pressemeldt eller på annet vis avklart, blir «NO» benyttet.
    NO
    1. nivå med hydrokarboner, alder
    Alder på litostratigrafisk enhet, 1. nivå, hvor petroleum er blitt påvist. Eksempler på lovlige verdier: CRETACEOUS, EARLY CRETACEOUS, LATE JURASSIC, EOCENE. Se Sokkeldirektoratets bulletins for mer informasjon.
    LATE JURASSIC
    1. nivå med hydrokarboner, formasjon.
    Navn på litostratigrafisk enhet, 1. nivå, hvor hydrokarboner er blitt påvist. Vises bare på brønner som er frigitt. Eksempler på lovlige verdier: BASEMENT, COOK FM, EKOFISK FM, HEIMDAL FM, SANDNES FM, SOGNEFJORD FM, TARBERT FM, BRENT GP. Se Sokkeldirektoratets bulletins for mer informasjon.
    INTRA HEATHER FM SS
    Avstand, boredekk - midlere havflate [m]
    Avstand i meter mellom boredekk og midlere havnivå (RKB).
    25.0
    Vanndybde ved midlere havflate [m]
    Dybde i meter mellom midlere havflate og havbunn.
    104.0
    Totalt målt dybde (MD) [m RKB]
    Målt lengde av brønnbanen fra boredekket til bunnen av brønnbanen ("driller`s depth").
    3061.0
    Totalt vertikalt dybde (TVD) [m RKB]
    Vertikalt dybde fra dypet ved slutten av brønnbanen til boredekket. Vises bare på brønner som er frigitt. Referert til som sant vertikalt dyp (TVD: TrueVerticalDepth).
    2927.0
    Maks inklinasjon [°]
    Maksimum avvik, i grader, fra vertikal brønnbane. Vises bare på brønner som er frigitt.
    24.5
    Temperatur ved bunn av brønnbanen [°C]
    Estimert temperatur ved bunnen av brønnbanen. Vises bare på brønner som er frigitt. Se beskrivelse.
    110
    Eldste penetrerte alder
    Alder (iflg. Geologic Time Scale 2004 by F. M. Gradstein, et al. (2004)) til den eldste formasjonen det er blitt boret gjennom. Kan avvike fra alder ved TD for eksempel i avviksbrønner. Eksempler for lovlige verdier: CRETACEOUS, EARLY CRETACEOUS, LATE JURASSIC, EARLY PERMIAN, EARLY TRIASSIC, EOCENE.
    EARLY JURASSIC
    Eldste penetrerte formasjon
    Navn på den eldste litostratigrafiske enheten som brønnbanen har penetrert. Vises bare på brønner som er frigitt. I de fleste brønnbaner er dette formasjonen eller gruppen påtruffet i bunnen av brønnbanen. Kan avvike fra formasjonen eller gruppen ved TD for eksempel i brønnbaner som er boret med høy avvik eller gjennom forkastninger. Eksempler på lovlige verdier: AMUNDSEN FM, BALDER FM, BASEMENT, BLODØKS FM, BRYNE FM, BURTON FM, COOK FM, DRAKE FM, DRAUPNE FM, EKOFISK FM, SHETLAND GP.
    DRAKE FM
    Geodetisk datum
    Referansesystem for koordinater. Eksempel på lovlige verdier: ED50.
    ED50
    NS grader
    Geografisk koordinat for brønnhode, nord-sør grader.
    60° 25' 57.09'' N
    ØV grader
    Geografisk koordinat for brønnhode, øst-vest grader.
    2° 51' 34.9'' E
    NS UTM [m]
    Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, nord-sør.
    6699747.91
    ØV UTM [m]
    Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, øst-vest.
    492276.08
    UTM sone
    Universal Transverse Mercator sone. Eksempel på lovlige verdier: 31, 32, 33, 34.
    31
    NPDID for brønnbanen
    Sokkeldirektoratets entydige nøkkel for brønnbanen.
    1770

  • Brønnhistorie
    General
    Well 30/9-12 A was designed as a sidetrack from well 30/9-12 on the Alpha South structure on the southern extension of the Oseberg Field. Well 30/9-12 proved a 10 m column of oil in the Tarbert Formation, but as no oil/water contact was established there remained uncertainty as to the amount of hydrocarbon resources within the southern part of the Alpha South structure. The objectives of well 30/9-12A were to sidetrack approximately 700 m down dip south-eastwards in order to establish the water pressure and oil/water contact in the Tarbert Formation in the area as well as to verify the structural mapping and geological model of the area. No drilling hazards were anticipated.
    Operations and results
    Appraisal well 30/9-12 A was with kicked off with the semi-submersible rig Vildkat Explorer on 9 May 1991. Kick-off point was at 1033 m, below the 13 3/8" casing shoe in well 30/9-12. The well bore was drilled to a total depth of 3061 m (2927 m TVD RKB) in the Drake Formation of the Dunlin Group. It was drilled with KCl polymer mud from kick-off to TD.
    The well encountered an unexpected Heather Formation sandstone development that proved to be hydrocarbon bearing. A total of 2.63 m net pay sand was calculated, with an average porosity of 23.3% and average water saturation of
    31.4%. Sandstones of the Brent Group were penetrated below the regional oil/water contact and were found to be totally water bearing. A total of six conventional cores were cut in this well in the interval 2874 m to 2919 m in the Tarbert and Ness Formations. A total of 30 sidewall cores were attempted and 28 were recovered. Drilling went on without any significant problems to TD. Oil was recovered from RFT samples taken at 2776.3 m and 2776.6 m. Geochemical analyses showed the Heather oil in 30/9-12 A correlate very well with Tarbert oils from 30/9-12 and 30/9-10, indicating a common source and identical maturity.
    The well was suspended on 4 June 1991 as a minor oil discovery.
    Testing
    No drill stem test was performed

  • Borekaks i Sokkeldirektoratet
    Borekaks i Sokkeldirektoratet
    Borekaks tilgjengelig for prøvetaking?
    YES
    Borekaks i Sokkeldirektoratet
    Borekaksprøve, topp dybde [m]
    Borekaksprøve, bunn dybde [m]
    1040.00
    3060.00

  • Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Kjerneprøve nummer
    Kjerneprøve - topp dybde
    Kjerneprøve - bunn dybde
    Kjerneprøve dybde - enhet
    1
    2874.0
    2876.0
    [m ]
    2
    2877.0
    2887.0
    [m ]
    3
    2888.0
    2899.0
    [m ]
    4
    2901.0
    2904.0
    [m ]
    5
    2906.0
    2912.0
    [m ]
    6
    2914.0
    2920.0
    [m ]
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Total kjerneprøve lengde [m]
    38.0
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Kjerner tilgjengelig for prøvetaking?
    YES

  • Kjernebilder
    Kjernebilder
    Kjerne bilde med dybde: 2874-2880m
    Kjerne bilde med dybde: 2880-2885m
    Kjerne bilde med dybde: 2885-2891m
    Kjerne bilde med dybde: 2891-2896m
    Kjerne bilde med dybde: 2896-2903m
    2874-2880m
    2880-2885m
    2885-2891m
    2891-2896m
    2896-2903m
    Kjerne bilde med dybde: 2903-2910m
    Kjerne bilde med dybde: 2911-2917m
    Kjerne bilde med dybde: 2917-2919m
    Kjerne bilde med dybde:  
    Kjerne bilde med dybde:  
    2903-2910m
    2911-2917m
    2917-2919m

  • Palynologiske preparater i Sokkeldirektoratet
    Palynologiske preparater i Sokkeldirektoratet
    Prøve dybde
    Dybde enhet
    Prøve type
    Laboratorie
    1070.0
    [m]
    DC
    STRAT
    1100.0
    [m]
    DC
    STRAT
    1130.0
    [m]
    DC
    STRAT
    1150.0
    [m]
    DC
    STRAT
    1170.0
    [m]
    DC
    STRAT
    1200.0
    [m]
    DC
    STRAT
    1230.0
    [m]
    DC
    STRAT
    1250.0
    [m]
    DC
    STRAT
    1290.0
    [m]
    DC
    STRAT
    1310.0
    [m]
    DC
    STRAT
    1340.0
    [m]
    DC
    STRAT
    1360.0
    [m]
    DC
    STRAT
    1390.0
    [m]
    DC
    STRAT
    1420.0
    [m]
    DC
    STRAT
    1450.0
    [m]
    DC
    STRAT
    1480.0
    [m]
    DC
    STRAT
    1500.0
    [m]
    DC
    STRAT
    1530.0
    [m]
    DC
    STRAT
    1560.0
    [m]
    DC
    STRAT
    1590.0
    [m]
    DC
    STRAT
    1620.0
    [m]
    DC
    STRAT
    1650.0
    [m]
    DC
    STRAT
    1710.0
    [m]
    DC
    STRAT
    1810.0
    [m]
    DC
    STRAT
    1900.0
    [m]
    DC
    STRAT
    1920.0
    [m]
    DC
    STRAT
    1950.0
    [m]
    DC
    STRAT
    1980.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2000.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2030.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2060.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2090.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2120.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2150.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2180.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2210.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2240.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2270.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2300.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2330.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2360.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2390.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2565.0
    [m]
    DC
    HYDRO
    2620.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2650.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2675.0
    [m]
    DC
    HYDRO
    2680.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2690.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2695.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2700.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2715.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2721.0
    [m]
    SWC
    HYDRO
    2724.0
    [m]
    SWC
    HYDRO
    2728.5
    [m]
    SWC
    HYDRO
    2735.8
    [m]
    SWC
    HYDRO
    2738.5
    [m]
    SWC
    HYDRO
    2745.0
    [m]
    SWC
    HYDRO
    2760.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2763.2
    [m]
    SWC
    HYDRO
    2772.0
    [m]
    SWC
    HYDRO
    2777.8
    [m]
    SWC
    HYDRO
    2780.9
    [m]
    SWC
    HYDRO
    2784.0
    [m]
    SWC
    HYDRO
    2795.0
    [m]
    SWC
    HYDRO
    2805.2
    [m]
    SWC
    HYDRO
    2812.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2822.5
    [m]
    SWC
    HYDRO
    2827.8
    [m]
    SWC
    HYDRO
    2835.3
    [m]
    SWC
    HYDRO
    2848.0
    [m]
    SWC
    HYDRO
    2857.0
    [m]
    SWC
    HYDRO
    2865.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2865.5
    [m]
    SWC
    HYDRO
    2868.2
    [m]
    SWC
    HYDRO
    2871.0
    [m]
    SWC
    HYDRO
    2877.8
    [m]
    C
    HYDRO
    2879.5
    [m]
    C
    HYDRO
    2882.0
    [m]
    C
    HYDRO
    2882.4
    [m]
    C
    HYDRO
    2883.2
    [m]
    C
    HYDRO
    2883.9
    [m]
    C
    HYDRO
    2885.2
    [m]
    C
    HYDRO
    2888.5
    [m]
    C
    HYDRO
    2897.0
    [m]
    C
    HYDRO
    2901.4
    [m]
    C
    HYDRO
    2901.6
    [m]
    C
    HYDRO
    2907.7
    [m]
    C
    HYDRO
    2915.4
    [m]
    C
    HYDRO
    2917.1
    [m]
    C
    HYDRO
    2917.8
    [m]
    C
    HYDRO
    2927.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2937.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2947.4
    [m]
    SWC
    HYDRO
    2955.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2975.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2985.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2995.0
    [m]
    DC
    STRAT
    3005.5
    [m]
    SWC
    HYDRO
    3007.5
    [m]
    SWC
    HYDRO
    3020.0
    [m]
    SWC
    HYDRO
    3030.0
    [m]
    DC
    STRAT
    3040.0
    [m]
    DC
    STRAT
    3050.0
    [m]
    SWC
    HYDRO
    3060.0
    [m]
    DC
    STRAT

  • Litostratigrafi

  • Spleisede logger
    Spleisede logger
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokumentstørrelse [MB]
    pdf
    0.41

  • Geokjemisk informasjon
    Geokjemisk informasjon
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokumentstørrelse [MB]
    pdf
    0.53

  • Dokumenter – eldre Sokkeldirektoratets WDSS rapporter og andre relaterte dokumenter
    Dokumenter – eldre Sokkeldirektoratets WDSS rapporter og andre relaterte dokumenter
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokumentstørrelse [MB]
    pdf
    0.52
    pdf
    0.19

  • Dokumenter – rapportert av utvinningstillatelsen (frigitt ihht til regelverk)
    Dokumenter – rapportert av utvinningstillatelsen (frigitt ihht til regelverk)
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokumentstørrelse [MB]
    pdf
    8.61

  • Logger
    Logger
    Type logg
    Topp dyp for logg [m]
    Bunn dyp for logg [m]
    CST GR
    2721
    3050
    DIL LSS LDL CNL NGL SP CAL
    2718
    3062
    DIL LSS LDL GR SP AMS
    1040
    2800
    DLL MSFL LDL CNL GR CAL
    2718
    2918
    FMS4 GR
    2718
    3060
    MWD GR RES DIR
    1033
    3058
    RFT HP GR
    2776
    2903
    RFT HP GR
    2776
    2776
    RFT HP GR
    2874
    2979
    VSP
    930
    3050

  • Foringsrør og formasjonsstyrketester
    Foringsrør og formasjonsstyrketester
    Type utforing
    Utforing diam.
    [tommer]
    Utforing dybde
    [m]
    Brønnbane diam.
    [tommer]
    Brønnbane dyp
    [m]
    LOT/FIT slam eqv.
    [g/cm3]
    Type formasjonstest
    CONDUCTOR
    30
    214.0
    36
    216.0
    0.00
    LOT
    CONDUCTOR
    13 3/8
    1002.0
    17 1/2
    1019.0
    0.00
    LOT
    INTERM.
    9 5/8
    2717.0
    12 1/4
    2824.0
    1.61
    LOT
    OPEN HOLE
    3061.0
    8 1/2
    3061.0
    0.00
    LOT

  • Boreslam
    Boreslam
    Dybde MD [m]
    Egenvekt, slam [g/cm3]
    Viskositet, slam [mPa.s]
    Flytegrense [Pa]
    Type slam
    Dato, måling
    300
    1.20
    13.0
    7.0
    WATER BASED
    04.06.1991
    1017
    1.26
    20.0
    12.0
    WATER BASED
    10.05.1991
    1474
    1.39
    19.0
    12.0
    WATER BASED
    14.05.1991
    2100
    1.40
    20.0
    11.0
    WATER BASED
    14.05.1991
    2372
    1.40
    22.0
    10.0
    WATER BASED
    14.05.1991
    2419
    1.42
    21.0
    10.0
    WATER BASED
    14.05.1991
    2482
    1.40
    20.0
    14.0
    WATER BASED
    15.05.1991
    2549
    1.40
    20.0
    13.0
    WATER BASED
    16.05.1991
    2600
    1.20
    13.0
    7.0
    WATER BASED
    04.06.1991
    2617
    1.40
    20.0
    8.0
    WATER BASED
    21.05.1991
    2658
    1.40
    19.0
    11.0
    WATER BASED
    21.05.1991
    2658
    1.40
    22.0
    10.0
    WATER BASED
    21.05.1991
    2681
    1.41
    12.0
    13.0
    WATER BASED
    21.05.1991
    2709
    1.40
    19.0
    7.0
    WATER BASED
    21.05.1991
    2750
    1.39
    18.0
    9.0
    WATER BASED
    22.05.1991
    2750
    1.40
    18.0
    6.0
    WATER BASED
    23.05.1991
    2750
    1.40
    21.0
    8.0
    WATER BASED
    24.05.1991
    2824
    1.20
    12.0
    6.0
    WATER BASED
    28.05.1991
    2877
    1.20
    12.0
    7.0
    WATER BASED
    28.05.1991
    2894
    1.20
    12.0
    6.0
    WATER BASED
    28.05.1991
    2907
    1.20
    12.0
    6.0
    WATER BASED
    28.05.1991
    2919
    1.20
    13.0
    6.0
    WATER BASED
    29.05.1991
    2919
    1.20
    13.0
    6.0
    WATER BASED
    30.05.1991
    3001
    1.20
    13.0
    6.0
    WATER BASED
    31.05.1991
    3061
    1.20
    13.0
    7.0
    WATER BASED
    04.06.1991
    3061
    1.20
    13.0
    7.0
    WATER BASED
    04.06.1991

  • Trykkplott
    Trykkplott
    Porertrykksdataene kommer fra logging i brønnen hvis ingen annen kilde er oppgitt. I noen brønner der trykk ikke er logget, er det brukt informasjon fra formasjonstester eller brønnspark. Trykkdataene er rapportert inn til Oljedirektoratet og videre prosessert og kvalitetssikret av IHS Markit.
    Trykkplott
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokumentstørrelse [MB]
    pdf
    0.22